Дипломная работа: Проектирование теплоэлектроцентрали
Название: Проектирование теплоэлектроцентрали Раздел: Рефераты по физике Тип: дипломная работа | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Введение Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) – это вид электростанций, предназначенных для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. В отличие от конденсационных электростанций (КЭС) на ТЭЦ тепло «отработавшего» в турбинах пара используется для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей вырабатываемой в стране электроэнергии. ТЭЦ строятся как правило вблизи центров электрических нагрузок. Часть мощности при этом может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается в энергосистему на повышенном напряжении (как и в КЭС). Существенной особенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью станции, что предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС. Также размещение ТЭЦ преимущественно вблизи крупных промышленных центров повышает требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли. 1. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд По справочнику Неклепаева определяем тип турбогенераторов: ТГ ТВФ – 63 – 2УЗ ТГ ТВФ – 110 – 2ЕУЗ Sполн = 78.75 МВА Sполн = 137.5 МВА Sакт. = 63 МВт Sакт. = 110МВт Uном = 10.5 кВ Uном = 10.5 кВ Cosц = 0.8 Сosц = 0.8 Xdґґ = 0.1361Xdґґ = 0.189 Цена 268 тыс. руб. Цена 350 тыс. руб. В зависимости от количества подключенных турбогенераторов к ОРУ представляю два варианта главной схемы электрических соединений станции. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расход мощности на собственные нужды для станции на газомазутном топливе равен 5–7%. Принимаем Pсн = 6 МВА. P=·63=3.78 МВт Рассчитаем мощность трансформаторов связи для двух вариантов предложенных схем: Для схемы №1: Sрасч1=(3· (Pг─Pсн)─Pмин)/0.8=(3·(63─3.78)─70)/0.8=134.6 МВА─режим мин. нагр. Sрасч2=(3· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (3· (63─3.78) 1─90)/0.8=132 МВА─режим макс. нагр. Sрасч3=(2· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (2· (63─3.78) /0.8=35.6 МВА ─ аварийный режим Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0.7·13.46 = 94.22 МВА Для схемы №2: Sрасч1=(2· (Pг─Pсн)─Pмин)/0.8= (2· (63─3.78)─70)/0.8=60.6 МВА ─режим мин. нагр. Sрасч2=(2· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (2· (63─3.78) 1─90)/0.8=35.6 МВА─режим макс. нагр Sрасч3=(1· (Pг─Pсн)─Pмакс)/0.8= (1· (63─3.78) /0.8=38.5 ─ аварийный режим Sном > 0.7 Sрасч.1 = 0.7·60.6 = 42.4 МВА По справочнику выбираем трансформаторы связи: ТДЦ-125000/220 Sном=125000 кВА Uвн=242 кВ Uнн=10.5 кВ Pхх=120 кВт Pк=380 кВт Uк=11% Iх=0.55% Цена 186 тыс. руб. ТД-80000/220 Sном=80000 кВА Uвн=242 кВ Uнн=10.5 кВ Pхх=79 кВт Pк=315 кВт Uк=11% Iх=0.45% Цена 186 тыс. руб. Рассчитаем мощность блочных трансформаторов для двух вариантов предложенных схем: S===74 МВА. S===129 МВА. По справочнику выбираем блочные трансформаторы: ТД-80000/220 Sном=80000 кВА Uвн=242 кВ Uнн=10.5 кВ Pхх=79 кВт Pк=315 кВт Uк=11% Iх=0.45% Цена 186 тыс. руб. ТРДЦН-160000/220 Sном=160000 кВА Uвн=230 кВ Uнн=11 кВ Pхх=155 кВт Pк=500 кВт Uк=22% Iх=0.6% Цена 269 тыс. руб. Расчёт экономической целесообразности вариантов схемы. Экономическую целесообразность схемы определяют минимальными приведёнными затратами: З = рн К+И+У где К ─ капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб. рн ─ нормативный коэффициент экономической эффективности, рн =0.15 И ─ годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год У ─ ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год Технико-экономическое сравнение
Годовые эксплуатационные издержки определяют по формуле: где а ─ отчисления на амортизацию и обслуживание, а=9% в ─ средняя себестоимость потерь электроэнергии, в=1 коп/кВт·ч ∆Wгод ─ годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч. Потери электроэнергии в двухобмоточном трансформаторе: где Рх, Рк ─ потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт Sном ─ номинальная мощность трансформатора, МВ·А Sмакс ─ расчётная максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А Т ─ продолжительность работы трансформатора в году ф ─ продолжительность максимальных потерь Т = 8760 ч – для трансформаторов связи Т = 8760 – Тр=7160 ч. – для блочных трансформаторов Тр – продолжительность ремонта блока, Тр = 600 ч ф=4700 – для трансформатора связи; ф=4000 – для блочного трансформатора. Рассчитаем потери ДW: Для варианта 1 . Трансформатор ТДЦ-125000/220 (Рх =120кВт, Рк =380кВт) ДW=120·8760+380· (134,6/125)2 ·4700=31·106 кВтч; Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Рх =155, Рк =500кВт) ДW=155·8160+500· (137,5/160)2 ·4000=2,7·106 кВтч; Суммарные потери в трансформаторах для варианта 1: ДW=2·3,1·106 +2,7·106 =8,9·106 кВтч. Для варианта 2. Трансформатор ТД-80000/220 (Рх =79 кВт, Рк =315 кВт) ДW=79·8760+315· (60,6/80)2 ·4700=1,5·106 кВтч; Трансформатор ТД-80000/220 (Рх =79 кВт, Рк =315 кВт) ДW=79·8160+315· (78,75/80)2 ·4000=1,87·106 кВтч; Трансформатор ТРДЦН – 160000/220 (Рх =155, Рк =500 кВт) ДW=155·8160+500· (137,5/160)2 ·4000=2,7·106 кВтч; Суммарные потери в трансформаторах для варианта 1: ДW=2·1,54·106 +1,87·106 +2,74·106 =7,7·106 кВтч. Приведённые затраты для варианта 1: З1 =рн К1 +И1 =рн К1 +=0,15·2098,3+(9·2098,3)/100+1·10--5 ·8,9·106 =593 руб./год. Приведённые затраты для варианта 2: З2 =рн К2 +И2 =рн К2 +=0,15·2318+(9·2318)/100+3·10-4 ·1·10--5 ·7,7·106 =633. руб./год. Окончательно выберем наиболее экономичный вариант 1. Разность затрат двух вариантов составляет 6%. Выбор схем РУ и СН. На генераторном напряжении ТЭЦ применим схему с двумя системами шин, одна из которых секционирована. Рабочая система шин секционируется, резервная не секционирована. В нормальном режиме станция работает на рабочей системе шин, шиносоединительные выключатели В4 и В5 отключены. Резервная система шин используется для восстановления электроснабжения после к.з. на сборных шинах и для замены любой выводимой в ремонт секции сборных шин. Данная схема обладает хорошей надёжностью и манёвренностью. РУ СН выполним по схеме с двумя несекционированными системами сборных шин. Каждое присоединение подключено к любой системе шин через развилку разъединителей и один выключатель. Обе системы шин находятся в работе, шиносоединительный выключатель(ШСВ) включён, источники и нагрузка равномерно распределяются между системами шин. Таким образом при к.з. на сборных шинах отключается ШСВ, при этом теряется только половина присоединений. Затем нормальная работа восстанавливается. РУ ВН выполним схемой с двумя системами шин и обходной. Обходная система шин используется для ревизии и ремонтов выключателей без перерыва питания, что делает схему очень манёвренной и надёжной. Электроснабжение собственных нужд осуществляется частично от шин генераторного напряжения через реактированные линии и частично от ответвления от генераторного блока. Число секций шин соответствует числу котлов. Каждую секцию присоединяем к отдельному источнику питания. Для расчёта токов КЗ необходимо принять расчётную схему и рассчитать реактор между секциями сборных шин. Реактор между секциями сборных шин рассчитывают по номинальному току генератора: I = I г ном * 0,7 = 4,33 * 0,7 = 3,031 кА. Таким образом, выбираем реактор РБДГ 10–4000–0,18 У3 со следующими справочными данными: Uном=10 кВ; Iдоп.=3200 А; x р= 0,18 Ом 2. Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд Примем Sб = 1000 МВ·А. Для первых трех генераторов сопротивления равны и составляют: Сопротивление четвертого генератора Сопротивления трансформаторов связи: Сопротивления блочного трансформатора: Сопротивление системы: По исходным данным ТЭЦ связана с системой 4 линиями напряжением 220 кВ, для которых Ом/км. Следовательно Сопротивление реактора: Схема замещения: Расчёт токов короткого замыкания в точке К1 X X||X||X=0,44 X||X=0,87 X||X=0,9 X X X||X=0,65 X E X||X=0,71 Начальное значение периодической составляющей: Iпо =Еэ ·Iб /Xэ , где кА. Iпог =Еэ ·Iб /X20 =1,1·2,51/0,71=3,89кА Iпос =Еэ ·Iб /X12 =1·2,51/0,27=9,3кА Iпос =Iпог +Iпос =3,89+9,3=13,2кА Ударный ток короткого замыкания: iу = √2·kу ·Iпо kу – ударный коэффициент kу =1+exp (-0.01/Ta ) По табл. 5 [1]: kу =1,955; Ta =0,14 с iу =√2·1,955·13,2=36,6 кА Расчёт токов короткого замыкания в точке К4. X||X=0,24 E X X||X=0,38 E X кА. Iпог =Еэ ·Iб /X2 =1,08·55/1,73=34,3кА Iпос =Еэ ·Iб /X24 =1,05·55/1,28=45,1кА Iпос =Iпог +Iпос =34,3+45,1=79,4кА Ударный ток короткого замыкания: iу = √2·kу ·Iпо kу – ударный коэффициент kу =1+exp (-0.01/Ta ) По табл. 5 [1]: kу =1,955; iуг =√2·1,955·34,3=94,8 кА iус =√2·1,955·45,1=124,7 кА iу =219,5 кА Расчёт токов короткого замыкания в точке К3. Схема замещения для точки К3 X||X=0,65 X X||X=0,22 E X кА. Iпог =Еэ ·Iб /X4 =1,08·55/1,38=43кА Iпос =Еэ ·Iб /X28 =1,02·55/0,96=58,4кА Iпос =Iпог +Iпос =34,3+45,1=101,4кА Ударный ток короткого замыкания: iу = √2·kу ·Iпо kу – ударный коэффициент kу =1+exp (-0.01/Ta ) По табл. 5 [1]: kу =1,955; iуг =√2·1,955·43=118,9 кА iус =√2·1,955·58,4=161,5 кА iу =280,4 кА Расчёт токов короткого замыкания в точке К2. Схема замещения для точки К2 X X X X||X=0,24 E X X X||X=0,37 E X кА. Iпос =Еэ ·Iб /X41 =1,04·55/0,81=70,6кА Iпог =Еэ ·Iб /X3 =1,08·55/1,73=34,3кА Iпо =Iпог +Iпос =34,3+70,6=104,9кА Ударный ток короткого замыкания: iу = √2·kу ·Iпо kу – ударный коэффициент kу =1+exp (-0.01/Ta ) По табл. 5 [1]: kу =1,955; iуг =√2·1,955·34,3=94,83 кА iус =√2·1,955·70,6=195,2 кА iу =290 кА Короткое замыкание на шинах собственных Выбор реакторов на отходящие кабельные линии. Ток одной линии: Ток одной ветви реактора в нормальном режиме: Ток ветви реактора при отключении одной линии: Из справочника Неклепаева выбираем реактор РБСГ 10–2х2500–0.14УЗ. Уточним значение тока КЗ за реактором: Проверим выбранный реактор на остаточное напряжение на шинах установки и на потери напряжения в самом реакторе: Uост > 65 – 70%. ∆Uост ≈ 1.5 – 2%. 3. Выбор электрических аппаратов и проводников Выбор выключателей РУ ГН (К2). Выбираем выключатель МГУ-20–90/9500 УЗ. Выполним проверку данного выключателя:
=> выключатели В1 – В7 МГУ-20–90/9500 УЗ. Выбор выключателя в блоке Г3 – Т3 (К4). Т.о. В42 выбираем такой же как на РУ ГН, т.е. МГУ-20–90/9500 УЗ. Выбор линейных выключателей на РУ ГН. Выбираем выключатель ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ. Выполним проверку данного выключателя:
=> выключатели В8 – В27 ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ. Выбор выключателей на РУ СН (К1). Выбираем выключатель ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1. Выполним проверку данного выключателя:
=> выключатели В28 – В34 ВМУЭ-35Б-25/1250 УХЛ1. Выбор выключателей на РУ ВН (К3). Выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1. Выполним проверку данного выключателя:
=> выключатели В35 – В41 ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1. Выбор выключателей на СН (К6). Выбираем выключатель ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ. Выполним проверку данного выключателя:
=> выключатели В43 – В49 ВМПЭ-10–630–31.5 УЗ. Выбор разъединителей. Разъединители выбираем по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяем на термическую и электродинамическую стойкость. Расчётные величины берём те же, что и для выключателей. Разъединители в РУ ГН и в блоке Г3-Т3. Выбираем разъединители РВР 20/8000 УЗ.
Линейные разъединители и на СН. Выключатели и разъединители собственных нужд и на отходящие кабельные линии размещаем в шкафах КРУ внутренней установки: К – ХХVI. Разъединители в РУ ВН. Выбираем разъединители РНД-110/630 Т1.
Выбор кабельных линий. Силовые кабели выбираем по условиям нормального режима и проверяем на термическую стойкость при КЗ. Iном = 0.344 кА. Iраб.утяж. = 0.382 кА Примем поправочные коэффициенты на температуру воздуха и почвы К1 и на число кабелей в траншее К2 равными 1. Тогда условие выбора будет: Iраб.утяж. ≤ Iдоп По Iдоп из таблиц определим сечение трёхжильного кабеля Sдоп и сравним его с Sэк и Sмин. где jэк – экономическая плотность тока, А/мм2 . При продолжительности использования максимальной нагрузки Тмакс =3000–5000 ч/год jэк = 2.5 А/мм2 для кабелей с бумажной изоляцией с медными жилами. где Ан и Ак.доп – величины, характеризующие тепловое состояние проводника в нормальном режиме и в конце короткого замыкания. С – функция, которая зависит от типа кабеля. Для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией и жилами из меди С = 140 А·с1/2 /мм2 . Т.о. выбираем трёхжильный кабель с медными жилами, прокладываемый в земле: Из полученных сечений выбираем наибольшее, а именно S = 185 мм2 . Выбор шин РУ СН (К1). В РУ 35 кВ и выше сборные шины и присоединения от трансформаторов к шинам выполняются аналогично линиям электропередачи, т.е. многопроволочными гибкими сталеалюминиевыми проводами. Выбор осуществляем по следующим условиям: По длительно допустимому току из таблиц стандартных сечений выбираем Sдоп такое, чтобы Iдоп ≥ Iраб.утяж. => выбираем провод АС – 700/86. По экономической плотности тока шины РУ не проверяются. Iпо (3) = 18.78 кА < 20 кА, => поверки шин на схлёстывание нет. Т.к. шины находятся на открытом воздухе, то проверку на термическое действие токов КЗ не производим. Выполним проверку по короне: где Ео – критическая напряжённость, при которой возникает корона. m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. rо – радиус провода. где Е – напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода U – линейное напряжение, кВ Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см Dср = 1.26·D, где в – расстояние между соседними фазами, см. Условие проверки: Для проводов от трансформатора до сборных шин выполним проверку по экономической плотности тока: Гибкие шины РУ ВН (К3). => выбираем провод АС – 185/29. По экономической плотности тока, на схлёстывание шин и на термическое действие токов КЗ аналогично РУ СН проверку не производим Выполним проверку по короне: Условие проверки: Участок от трансформатора до сборных шин: Будем считать, что расстояние от трансформатора до сборных шин не велико, и поэтому проверку по экономической плотности тока можно не учитывать. Выбор шин на РУ ГН (К2). => выбираем шины коробчатого сечения алюминиевые 200х90х12 мм2 . Проверка на термическую стойкость: что меньше выбранного сечения 3435 мм2 , следовательно шины термически стойки. Проверка на механическую прочность: Принимаем, что швеллеры шин соединены жёстко по всей длине сварным швом, тогда момент сопротивления Wyo - y 0 = 422 см3 . Тогда при расположении шин в вершинах треугольника получаем: Выбор изоляторов: Выбираем опорные изоляторы 2 х ИО-10–30 УЗ. Поправка на высоту коробчатых шин: Условие выбора: Проверка ошиновки в цепи генератора на термическую стойкость: Ї меньше, чем на СШ, а значит ошиновка в цепи генератора термически стойка. Проверка на механическую стойкость: примем ℓ = 1.5 м, а расстояние между фазами а = 0.6 м; швеллеры шин соединены жёстко только в местах крепления шин на изоляторах (ℓп =ℓ). Тогда получим: => шины механически прочны. Выбор изоляторов: Выбираем опорные изоляторы ИО-10–30 УЗ. Условие выбора: Выбор КЭТ. Для выводов турбогенераторов ТВФ – 60 – 2 используем пофазно экранированный токопровод ГРТЕ-10–8550–250. Условия выбора: Iраб.утяж = 7.23 кА ≤ Iном = 8.55 кА iy = 128.46 кА ≤ iдин = 250 кА. Аналогичный токопровод используем и для блока Г3-Т3: Iраб.утяж = 7.23 кА iy = 115.64 кА. Выбор жёстких шин на СН (К6). Принимаем расстояние между фазами а = 0.3 м, а пролёт шин ℓ = 0.9 м, что соответствует ширине выбранного ранее шкафа КРУ серии К – ХХУI. Выбор изоляторов: Выбираем опорные изоляторы И4–80 УХЛЗ. трансформатор проводник электроснабжение ток 4. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения Выбор ТТ в цепи генераторов РУ ГН. Т.к. участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ-10–8550–250, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод ТШ20–10000/5. Выполним проверку расчётных и каталожных данных трансформатора:
Выполним проверку по величине вторичной нагрузки трансформатора тока:
Общее сопротивление приборов: Допустимое сопротивление проводов: где Z2 ≈ r2 , т. к. индуктивное сопротивление токовых цепей невелико. rк – переходное сопротивление контактов. Для генератора 60 МВт применяется кабель с алюминиевыми жилами приблизительно длиной 40 м, трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому ℓрасч = ℓ, тогда сечение кабеля будет: Выбираем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2 . Выбор ТН в цепи генераторов РУ ГН. Аналогично ТТ выбираем встроенные в комплектный экранированный токопровод три однофазных трансформатора напряжения ЗНОМ-6. Проверим их по вторичной нагрузке:
Вторичная нагрузка: Выбранный трансформатор ЗНОМ-6 имеет номинальную мощность 50 В·А в классе точности 0.5, необходимом для присоединения счётчиков. Таким образом для трёх однофазных трансформаторов напряжения получаем: => трансформаторы будут работать в выбранном классе точности. Список литературы 1. С.С. Петрова – Учебное пособие «Проектирование электрической части станций и подстанций» Ленинград 1989. 2. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков – «Электрическая часть электростанций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1989. 3. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин – «Электрооборудование станций и подстанций» Москва, Энергоатомиздат 1987. 4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 5. «Электрическая часть электростанций» под редакцией С.В. Усова. |